Maersk har kommet frem til en avtale med danske myndigheter som sikrer full reutvikling av Tyra. Det er også positivt for det norske Trym-feltet.  Tyra er Danmarks største gassfelt. Feltet lå an til å bli stengt ned i 2018, men nå sikres en full reutvikling. Det skriver Maersk Oil i en pressemelding. Godt nytt for Trym Trym-feltet produseres via Tyra, og får dermed også flere leveår.  – Dette er gode nyheter for Trym-feltet, som produseres gjennom Tyra. Hadde Tyra blitt nedstengt, hadde Trym fått samme skjebne. Produksjonen skulle etter planen blitt stengt ned i 2018, men nå får vi et år ekstra i 2019. Vi vil også få mulighet til å produsere de gjenværende reservene når Tyra kommer tilbake i produksjon i 2022, sier administrerende direktør i Faroe Petroleum, Helge Hammer til Sysla Offshore. Faroe Petroleum er operatør på Trym-feltet. Partner er Bayerngas Norge. Får samtykke til å ta over Oselvar og Trym Det er ventet at Tyra vil stenge produksjonen i desember 2019 og starte opp igjen i mars 2022. Tyra-plattformen har sunket rundt fem meter de siste 30 årene. Det er årsaken til at feltet nå må gjennom oppgradering. Investeringsbeslutning i år – Avtalen gjør dansk sektor av Nordsjøen til et mer konkurransedyktig område for olje- og gass-selskaper til å investere og utvikle nye muligheter. Vi vil nå utstede anbud og jobbe videre med detaljerte planer for utarbeidelse av en endelig investeringsbeslutning innen utgangen av 2017, sier Martin Rune Pedersen i Maersk Oil i meldingen. Det var Petro som først omtalte saken.

Det amerikanske innenriksdepartementet har tildelt Statoil 13 lisenser i den amerikanske delen av Mexicogolfen. – De tildelte lisensene støtter opp under Statoils letestrategi om å sikre tilgang til prospektive arealer i stor skala, samtidig som vi utnytter konjunktursvingninger for å få tilgang til disse lisensene til gunstige priser i Mexicogolfen, sier Tore Løseth, Statoils direktør for leting i USA og Mexico. Statoil vendte tilbake til den amerikanske delen av Mexicogolfen i 2004 og har nå eierinteresser i seks produserende felt og ett prosjekt som er i en såkalt definisjonsfase. – Gjennomsnittsproduksjonen fra Statoils portefølje på amerikansk sokkel var på cirka 60.000 far per dag i 2016, og den forventes å bli nesten fordoblet innen 2020. Dette gjør Statoil til en av de fem største produsentene fra dypvannsområder i Mexicogolfen, sier Løseth.

– “Sveitserosten” er kanskje den største utfordringen ved Alta/Gohta, sier kommunikasjonsansvarlig Frøydis Eldevik. Lundins planer for utvinning ved feltene Alta og Gohta, som ble funnet i 2013 og 2014, er i gang for fullt. Men å få ut de forventede 350 millioner fatene med olje, har gitt nye utfordringer for selskapets ingeniører. Nytt oljefunn i Barentshavet – Den såkalte “sveitserosten” er kanskje den største utfordringen ved Alta/Gohta-funnene, sier kommunikasjonsansvarlig i selskapet, Frøydis Eldevik. Gammel nedbør – nye utfordringer Med sveitserosten sikter hun til den ekstra porøse grunnen ved oljefeltene, som gjør at nye teknikker må tas i bruk. Kalksteinsreservoaret har ifølge Lundin i utgangspunktet bra porøsitet. Men grunnen ble for rundt 250 millioner år siden hevet og utsatt for nedbør som har gitt ytterligere økt porøsitet, og med det gjennomstrømningsevne i form av sprekker og hulrom. – Det gir ekstremt gode egenskaper, men de kan også variere og dermed gi oss utfordringer. Dersom man produserer for raskt, kan man få en situasjon hvor man får kun ut oljen i hulrommene og ikke i mikroporøsiteten, hvor mye av oljen ligger, forklarer Eldevik. Statoil dobler eierandelen i Lundin Hun legger til at selskapet likevel er ved godt mot med tanke på fremtiden for de to oljefeltene i Barentshavet. For selv om Lundin sitter med begrenset kunnskap om reservoartypen offshore, er det mye erfaring å hente globalt. – Denne typen reservoar er vanlige på land. Det er første gang man forsøker å forstå dreneringsmekanismene i disse reservoar på norsk sokkel. Men teknologien er kjent fra felt onshore, noe som betyr at vi støtter oss på et globalt ekspertnettverk for å drøfte og lære videre, sier Eldevik. Test neste sommer Ifølge Lundin skal ikke selve utvinningen av Alta/Gohta være teknisk vanskelig. Forskjellen ligger imidlertid innen risiko for store ekstrakostnader. Lundin-topp: Oljefunn i Barentshavet styrker troen på at det finnes mer – På land kan man bore flere brønner om det er behov for det, mens offshore koster dette veldig mye mer. Det medfører at vi må modellere og planlegge mer på forhånd. Vi må også teste det ut i praksis, før vi går til en eventuell stor og kostbar utbygging. Det er derfor vi planlegger for en langtidstest av reservoaret på til sammen fire måneder sommeren 2018. Vi skal samle olje opp i en tankbåt, og selge oljen etterpå, forteller Eldevik. Hun legger til at reservoaret kan være svært produktivt, men at det også er komplisert å modellere og forutsi. Eldevik forklarer dette med at mens man på land kan gå fram stegvis brønn for brønn, og se hvordan det går, er kostnaden langt høyere for hver boring offshore. Ingen fastsatt oppstart Fire år etter det første funnet, anser selskapet seg som langt på vei i jobben med å forberede en eventuell utvinning. Kostnadsnivået har, i likhet med det nærliggende Johan Castberg, hatt en svært sentral rolle underveis. Men selv om grunnforholdene byr på nye utfordringer, er det ifølge Eldevik ingen forhold ved reservoaret som tilsier at en eventuell utbygging skal bli dyrere enn andre steder på norsk sokkel. Lundin har funnet mer olje og gass i Barentshavet – Vi begynner å få en veldig god forståelse for hvordan dette vil fungere. Er resultatene gode, satser vi på prosjektet videre. Men vi har ikke satt noe tidspunkt for oppstart av feltet ennå, påpeker Eldevik.